2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2. 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Разработка нефтяного месторождения начинается после проведения поисковоразведочных работ, в ходе которых устанавливается факт наличия нефтяной залежи, дается с той или иной мерой достоверности и детальности ее геологофизическая характеристика (структура, состав, свойства пластовой системы).
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. По полученным данным составляется первый проектный документ, на основании которого осуществляется строительство некоторого количества эксплуатационных (добывающих) скважин и ввод их в эксплуатацию. 2. В результате опробования и детальных исследований разведочных скважин, выполнения исследовательских работ в добывающих скважинах устанавливаются их потенциальные возможности по
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Управление – это совокупность действий, основанных на определенной информации и направленных на поддержание или улучшение функционирования объекта. Система управления включает в себя элементы воздействия и объекты управления. Она должна строиться на определенных принципах: должна быть цель управления; приниматься в расчет должны не только текущие результаты функционирования объекта, но и его перспективы; Системы должна быть адаптивной, т. е. способной изменять свою структуру и способы воздействия на объект в
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В управлении продуктивностью нефтедобывающих скважин объектом управления являются: добывающая скважина часть продуктивного пласта, дренируемая (разрабатываемая) этой скважиной. Дренируемая часть пласта продуктивного пласта и добывающая скважина – элементы общей системы, называемой геолого-техническим комплексом (ГТК). Система управления отдельным объектом должна вписываться в общую систему управления, объектом которой является продуктивный пласт в целом, и совокупность всех скважин и других технических элементов, объединяемых в ГТЛ для реализации конечной цели. Продуктивный пласт вместе со всеми участками, дренируемыми отдельными скважинами, а также участками, не вовлеченными в процесс разработки, является ЕДИНОЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ СИСТЕМОЙ.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Это означает, что при изменении какоголибо параметра (давление, температура и др. ) в одной части пласта, вся система перестраивается, изменяя структуру и свойства отдельных элементов (участков), дренируемых отдельными скважинами. ВЫВОД: управление продуктивностью отдельной скважины с дренируемым участком пласта должно быть частью управления геолого-техническим комплексом в целом.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. Проницаемость пласта – свойство, проявляющееся в процессе фильтрации жидкости, притекающей из пласта в скважину; 2. Динамическая вязкость – свойство, проявляющееся при движении жидкости в поровом пространстве пласта; 3. Приток жидкости – показатель, характеризующий интенсивность процесса добычи; 4. Величина пластового и забойного давления - параметры, характеризующие условия протекания процесса фильтрации. На основании сказанного можно заключить, что понятие продуктивности применимо только в условиях осуществления процесса притока жидкости из пласта в работающую скважину, а коэффициент продуктивности – интегральный показатель, характеризующий этот процесс.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Формула Дюпюи действует только в рамках применимости закона Дарси, поэтому, все сказанное в отношении зависимости коэффициента продуктивности от проницаемости и других параметров и показателей, имеет место при соблюдении этого закона. Таким образом, управление продуктивностью можно осуществлять путем воздействия на характеристики системы «скважина – пласт» : Ø геолого-физические (проницаемость, вязкость, работающая толщина пласта), Ø технические (радиус скважины); Ø технологические (забойное давление) Действие естественных факторов (активность водонапорной системы) и принятые система и технология разработки (схема размещения скважин, поддержание пластового давления) определяют
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Степень управляемости системой «пласт – скважина» (объект управления) посредством воздействия на перечисленные характеристики и факторы зависит от меры возможности их изменения, необходимость которого обоснована анализом получаемой информации о функционировании системы ГТК в целом и отдельных ее элементов. Таким образом, продуктивность добывающих скважин определяется совокупностью ряда естественных и искусственных факторов: естественные факторы определяются природой геологического образования, к которому приурочена нефтяная залежь,
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Управлять можно только второй группой факторов. При этом, управляя их характером и интенсивностью проявления, создаются условия, снижения негативного влияния искусственных факторов на продуктивность скважин, увеличения продуктивности самих скважин. Основные задачи процесса управления: Ø полный и объективный учет естественной геологофизической характеристики природного объекта при выборе мероприятий на скважинах; Ø обоснование оптимальных техникотехнологических параметров выбранных мероприятий.
Основной проблемой процесса управления является тот факт, что естественные характеристики пластовых систем в процессе разработки залежей претерпевают различные изменения, часть которых по различным причинам не может быть установленной и поэтому учтенной при планировании и реализации мероприятий по управлению продуктивностью скважин. Мероприятия, повышающие продуктивность скважин и эффективность извлечения нефти из продуктивных пластов, объединяют под общим названием «МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ» . Согласно И. Т. Мищенко эти методы принципиально делятся на две группы: искусственное воздействие на залежь в целом (интегральное воздействие); воздействие на призабойную зону пласта в зоне
Мероприятия по изменению продуктивности скважин путем воздействия на ПЗП в нефтедобыче относят к геолого-техническим мероприятиям (ГТМ). В отдельную группу выделяют методы воздействия на призабойные зоны добывающих скважин, направленные на снижение их обводненности. Сущность этих методов заключается в изоляции обводнившихся пропластков и ограничение поступления воды в добывающие скважины. Эффективность управления продуктивностью можно оценить отношением фактического коэффициента продуктивности к его оптимальному (наилучшему) значению, хотя сама по себе задача определения наилучшего значения коэффициента продуктивности не является простой.
Наиболее часто используемыми методами увеличения продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин являются 1. Кислотные обработки Ø обычные, Ø кислотные ванны, Ø под давлением, Ø поинтервальные (ступенчатые), Ø пенокислотные; 2. Гидравлический разрыв пласта 3. Акустическое воздействие на продуктивный пласт 4. Вторичное вскрытие пласта, повторная и дополнительная перфорация 5. Импульсно-ударное воздействие 6. Радиальное бурение
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 3. Продуктивность скважин определяется значениями параметров, совокупность которых называют геолого-физической характеристикой месторождения (залежи). Определяется приток жидкости (нефти) в скважину с открытым (необсаженным) забоем в условиях вскрытого на всю толщину пласта при давлении в пласте, превышающем давление насыщения
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Используется для такого подсчета уже известная формула Дюпюи: (2. 1) где k – проницаемость пласта, м 2; h – толщина пласта, м; rк – радиус зоны дренирования пласта данной скважиной (радиус контура питания), м; rc – радиус скважины, м; μ – динамическая вязкость пластового флюида, Па·с; Рпл – пластовое давление, Па; Рзаб – забойное давление (давление у стенки скважины в интервале продуктивного пласта), Па. Разницу давлений Рпл – Рзаб называют депрессией, создаваемой при
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Формула (2. 1) справедлива для определения притока жидкости в одиночную скважину, расположенную в центре кругового по форме и однородного по структуре и свойствам пласта. При исходных значениях параметров, характеризующих пласт и пластовый флюид в их естественном (природном) состоянии, по формуле (2. 1)
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Продуктивные пласты по своим свойствам и структуре характеризуются той или иной степенью неоднородности как по толщине (разрезу), так и по простиранию. Поэтому для определения действительного потенциального дебита нефти по формуле (2. 1) необходимо в нее подставить: а) в качестве толщины h только нефтенасыщенную толщину, которая в состоянии отдавать пластовый флюид при данном значении депрессии на пласт
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН б) в качестве проницаемости k – средневзвешенную по толщине и простиранию фазовую (эффективную) проницаемость. Определение значений этих параметров является достаточно сложной задачей. В процессе эксплуатации скважин под влиянием различных факторов, действие которых связано, главным образом, со снижением пластового давления и обводнением скважин, происходит изменение
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Все эти изменения негативно влияют на приток жидкости в скважину, уменьшая ее дебит (производительность). Учет изменения условий притока, реализация мероприятий по снижению негативного влияния этих изменений на производительность скважин составляет основу понятия «управление продуктивностью добывающих
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Продуктивность скважины оценивается коэффициентом продуктивности (2. 2) где ΔРпл – депрессия на пласт при работе скважины, Па.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Исходя из выражений (2. 1) и (2. 2), понятия «продуктивность» и «коэффициент продуктивности» в большей мере относятся к продуктивному пласту (зависимость Кпрод от h, k, μ, Рпл) и характеризуют систему пласт – скважина в отношении ее добывных возможностей. Два элемента (пласт и скважина) объединяются в систему посредством общего для каждого из них параметра –
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Классификация продуктивности нефтяных пластов по нефти Класс Характеристика пласта Коэффициент продуктивности т/(сут*атм) т/(сут*МПа) 1 Гиперпродуктивность > 100, 0 > 1000 2 Ультрапродуктивность 30. 0 – 100. 0 300 – 1000 3 Высокая продуктивность 10. 0 – 30. 0 100 – 300 4 Повышенная продуктивность Средняя продуктивность 3. 0 – 10. 0 30 – 100 1. 0 – 3. 0 10 – 30 Пониженная продуктивность Низкая продуктивность 0. 3 – 1. 0 3 – 10 0. 1 – 0. 3 1– 3 5 6 7
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В практическом применении классификация упрощается, что сводится к выделению трех групп коллекторов, отличающихся по продуктивности (табл. 2. 2). Класс 1 Характеристика пласта Коэффициент продуктивности т/(сут*атм) т/(сут*МП а) Низкопродуктивн < 10, 0 < 1 ый
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Продуктивность коллектора в большей степени зависит от его проницаемости. В. Д. Викториным [3, 4] дана классификация карбонатных коллекторов порового и кавернозного типа по их Ø поровой проницаемости, Ø размерам каналов фильтрации, Ø пористости, Ø нефтенасыщенности. В результате выделено четыре группы (табл. 2. 3).
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН № п/п 1 2 3 Группа коллекторов Проницаемос ть, мкм 2 Непроницаемые <0, 001 Низкопроницаемы 0, 001 - 0, 010 е (низкопродуктивн ые) Среднепроницаем 0, 010 – 0, 10 ые (среднепродуктив Размер (радиус) каналов фильтраци и, мкм Классификация карбонатных коллекторов Пористос Нефтена ть сыщенн общая, % ость, % <3 3 - 5 2 - 4 4 - 8 0 1 - 62 5 - 14 8 - 10 62 - 82
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Приведенные данные характеризуют начальные, т. е. естественные свойства и состояние нефтяных залежей С изменением тех или иных показателей или параметров в результате отбора некоторого количества пластовых флюидов геолого- физическая характеристика пласта, особенно в призабойных (прискважинных) его зонах, может изменяться.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В этом случае один и тот же пласт (или его часть) из группы одной продуктивности может перейти в группу, характеризующуюся другой продуктивностью, например из средне продуктивного в низко продуктивный. Для снижения негативного влияния данного фактора на продуктивность скважин и на полноту извлечения запасов нефти из продуктивных пластов обеспечивается поддержание пластового давления в залежи путем нагнетания в пласт
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В результате геологическая система с исходной геолого-физической характеристикой в процессе разработки и эксплуатации нефтяной залежи превращается в геолого-техническую систему или в геолого-технический комплекс (ГТК), включающий Ø разрабатываемые продуктивные пласты в совокупности с водонапорной системой (геологическая компонента), Ø добывающие и нагнетательные скважины, Ø системы сбора скважинной продукции,
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Очевидно, что в состав ГТК, в его техническую составляющую, следует включить и всю совокупность мероприятий, направленных на управление процессом извлечения нефти из недр выполнение проектных решений, контроль и регулирование разработки залежи – технологическую часть технической компоненты.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В составе технической компоненты следует выделять системы типа «процесс» , «объект» . 1. Система типа «процесс» (технологический процесс) – это способ организации хода одного или нескольких процессов, протекающих в условиях, создаваемых при работе добывающих скважин.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2. С помощью материальной системы типа «объект» выполняются необходимые воздействия и осуществляются требуемые преобразования ГТК. Таким образом, геолого-техническая система (комплекс), включающая геологическую и техническую компоненты, определяет условия, в которых осуществляется управление
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Такое управление должно осуществляться системно, с учетом существующих взаимосвязей между элементами ГТК, т. е. путем управления функционированием геологотехнической системы в целом.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2. 2. Влияние геолого-физических условий на продуктивность добывающих скважин по промысловым данным Геолого-физические условия, характеризующие объект разработки в его исходном (естественном) состоянии, определяют потенциальную продуктивность добывающих скважин
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1. Для условий терригенных залежей рассматриваемых месторождений с благоприятным соотношением коэффициентов подвижности целесообразно развитие системы поддержания пластового давления с самого начала разработки, ограничение отбора нефти на ранних стадиях эксплуатации объекта с целью
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2. Поддержание пластового давления на уровне, близком к начальному, позволяет сохранить систему естественных трещин коллектора в раскрытом состоянии, что значительно облегчает процесс освоения нагнетательных скважин и снижает затраты на восстановление их приемистости.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Обработка большого количества экспериментальных данных показывает: 1. Продуктивность добывающих скважин залежей нефти для месторождений, приуроченных к определенной территории, при снижении пластовых и забойных давлений до Рнас значительно (в 2, 5 раза и более) уменьшается.
2. ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2. При снижении забойных давлений до (0, 5… 0, 8)Рнас , пластовых давлений до значений, близких к Рнас, коэффициенты продуктивности и дебиты скважин уменьшаются до 10– 15 % от их максимальных значений. 3. Для обеспечения рациональных темпов выработки запасов нефтяных месторождений необходимо вводить системы поддержания пластового давления в начальный период разработки залежей.
Скачать презентацию 2 ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2 ПРОДУКТИВНОСТЬ ДОБЫВАЮЩИХ
02. ПРОДУКТИВНОСТЬ.pptx